酒東油田注水結垢預測及阻垢劑優選

常菁鉉，張旭，張作鵬，張靜

（玉門油田公司酒東采油廠，甘肅酒泉735019）

酒東油田注水結垢預測及阻垢劑優選

常菁鉉，張旭，張作鵬，張靜

（玉門油田公司酒東采油廠，甘肅酒泉735019）

玉門油田酒東采油廠目前用處理后的采出水作為注入水水源。針對注入水及地層水的離子成分特點，開展結垢類型研究，并主要根據混合比、溫度、pH值、壓力等因素開展結垢影響因素分析，得出垢型為CaCO3和BaSO4垢，主要為前者、注入水與地層水以9：1的比例混合時結垢量最大、結垢量與pH值和溫度成正比，與壓力影響較小。通過實驗結果選定阻垢劑，優選出阻垢劑GY-405，并確定最佳濃度120 mg/L，弱酸性阻垢效果最宜，阻垢率可達到91.91%。

酒東油田；注入水；地層水；結垢

為實現零排放的環保要求，目前油田采出水多處理達標后進行回注，以構成主要注入水水源。而處理后注入水注入到地層后與原始地層水混合，由于兩者之間的不配伍，會產生無機垢結垢。在地層壓力、溫度、壓力及鹽度合適的條件下，一些礦物溶于水中的濃度達到最大，若其溫度、壓力等熱力學條件發生變化，平衡狀態就會遭到破壞，或由于固液界面的壓力場吸附平衡狀態發生變化時，都會形成過飽和現象，導致產生沉淀而結垢。

1 油田注水結垢類型及影響因素

目前油田注水結垢主要有含鈣量高（通常采出水中鈣離子和碳酸氫根離子的含量是冷卻循環水中含鈣量的5倍以上），且含有鋇鍶離子和硫酸根離子，容易形成硫酸鋇鍶垢[1]。

油田無機鹽結垢大體上可分為一是化學組分不相溶的水相互混合后，由于不配伍而產生沉淀。無機垢的形成過程可簡略表示如下：水溶液→溶解度→過飽和度→晶體析出→結垢；二是溫度、壓力等熱力學條件改變，導致水中離子平衡發生改變，從而使成垢組分溶解度降低而析出結晶沉淀[2]。在垢形成過程中，最主要的幾個關鍵因素包括溶液過飽和狀態、結晶的沉淀與溶解以及與表面的接觸時間等。其中過飽和度是無機垢能否形成的首要條件[3]。過飽和度除了與無機鹽的溶解度有關外，同時還受到熱動力學、結晶動力學、流體動力學等諸多因素的影響。

2 注入水結垢主要阻垢方式

一般而言，晶體成長進而形成垢的過程為形成過飽和溶液，后生成晶核進而晶核成長，形成晶體。如果破壞了上述三個步驟中的任何一步，那么無機鹽垢的成長過程就會被抑制或減緩。化學阻垢劑的作用機理就是控制以上三個步驟中的一個或幾個，以達到阻垢的目的。

化學法除垢技術主要有：（1）加酸或注入二氧化碳防止堿性垢。在油田水中加入適量的鹽酸等酸液，將水的pH值降至6.5~7.2，這樣可防止堿性垢的生成。防止堿性垢的另一種方法是注入二氧化碳，這在現場防垢時常采用。油田水溶入二氧化碳可使水呈弱酸性，從而阻止堿性垢的生成。即使二氧化碳過量也不致于引起酸過量和pH值降低過大，并且，可將過量的二氧化碳再循環，能降低水處理費用。

（2）加入阻垢劑防止各種垢。在可能產生垢的各種流體中加入螯合型阻垢劑或抑制型阻垢劑，可有效地防止垢的生成。20世紀90年代以來發展的聚合物阻垢劑，具有阻垢效果好、熱穩定性好、無毒、與其他藥劑相溶性好、對生態環境污染小等特點，同時兼有優異的緩蝕及其他性能，因此發展很快，品種多，應用越來越廣。

物理阻垢法主要有[4，5]：（1）晶種技術，利用晶種在溶液中產生一個極大的表面，以利于無機鹽垢物能夠在這個表面上首先結晶，把有可能形成于金屬設備表面的沉積物轉嫁到晶種上，起到阻垢的作用。

（2）超聲激波阻垢，利用高強聲激波強大的震動作用，把即將形成的無機鹽微晶、晶體或沉淀震掉或擊碎成松散垢物，使之更加易于被流體攜帶出系統。

（3）磁防垢技術，利用磁場影響結晶過程中的晶核生成，減緩晶粒長大的速度，避免垢物的產生。

對于酒東油田現場工藝和技術實現而言，在注入水中加入阻垢劑相對較為經濟且易于實現。

3 酒東注入水結垢及影響因素分析

3.1 結垢類型分析

從處理后污水水樣的水分析結果可知，酒東油田注入水中HCO3-含量高達1 408.6 mg/L，當向地層中注入該注入水后，HCO3-與地層中的Ca2+接觸，有可能產生碳酸鹽垢。當結垢沉積在儲層內小喉道處時，將產生堵塞損害，降低儲層滲透率，增加注入壓力，影響注入井吸水能力導致注不進，甚至注水井報廢等情況（見表1）。

表1 酒東油田處理后污水離子成分分析

同時從地層水樣離子成分分析結果可知酒東油田的地層水中含有Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+等成垢陽離子和SO42-、HCO3-成垢陰離子，其中Ca2+含量高達1 354.00 mg/L，在地層中可能形成碳酸鹽垢和硫酸鹽垢（見表2）。

注入水進入地層與地層水混合結垢受多種因素影響，如注入水pH值、地層壓力、注入水與地層水混配比、地層溫度等。

在注水過程中，注入水進入油藏，與水、油、氣及地層巖石等組分構成了復雜多相體系。在注水初期，產出水的主要組分與地層水相近；隨著油井含水上升，產出水變為混合水，組分不斷發生變化，且受注入水的影響愈來愈大。按照酒東油田地溫梯度及油藏平均埋深折算出油藏中部溫度約為75℃，因此實驗溫度選定在75℃進行評價。

此外，根據水分析資料，酒東油田的地層水中Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+等成垢陽離子，與注入水中的SO42-以及HCO3-接觸有可能形成碳酸鹽垢或硫酸鹽垢。

3.2 注入水與地層水混合比對結垢影響

根據注入水與地層水的水分析資料可知，注入水與產出水中存在很多成垢離子，例如注入水中的HCO3-含量達到1 408.6 mg/L，地層水中的Ca2+含量達到1 354.00 mg/L，當注入水與地層水混合后會發生結垢。

在75℃、常壓條件下，將注入水與地層水按不同比例（注入水：地層水=1：9、2：8、3：7、4：6、5：5、6：4、8：2、9：1）混合，預測垢型及結垢量（見表3）。

表3 注入水與地層水不同混合比下結垢量預測結果

表4 注入水與地層水在不同混合比下結垢量實驗數據

在75℃下，常壓下將注入水與地層水按不同比例混合，通過過濾、烘干，研究注入水與地層水在不同混合比例下的結垢量及其變化趨勢（見圖1）。不同混合比例下的結垢量實驗數據（見表4）。

圖1 注入水與地層水在不同混合比下結垢量實驗曲線

由預測可知，酒東油田注入水與地層水混合后會產生CaCO3結垢和少量的BaSO4結垢，根據實際測定結果，注入水與地層水以9：1的比例混合時結垢最嚴重，此時的結垢量為707.33 mg/L。因此取結垢量最大的混合比（注入水：地層水=9：1）為研究對象。

3.3 溫度對結垢影響理論預測

為了考察溫度對結垢量的影響，實驗時將注入水與地層水按9∶1的比例混合，分別在45℃、55℃、65℃、75℃、85℃、95℃下預測結垢量及其變化規律（見表5）。

表5 注入水與地層水在不同溫度下結垢預測結果

圖2 注入水與地層水在不同溫度下結垢預測曲線

從圖2看出，隨著溫度的升高，BaSO4的溶解度增大，而CaCO3的溶解度減小，由于溫度對CaCO3的影響比對BaSO4的影響大得多，因此，結垢量在整體上呈現出增加的趨勢。

通過不同溫度下實測其結垢量，實驗數據（見表6），可知主要形成CaCO3垢，其次是BaSO4垢，BaSO4的溶解度隨溫度的升高而增加，CaCO3的溶解度隨溫度的升高而減小，由于溫度對CaCO3的影響遠大于對BaSO4的影響，因此，隨著溫度升高總結垢量逐漸增加，當溫度從55℃升高到95℃時，結垢量從608 mg/L增加到966.67 mg/L。

表6 注入水與地層水混合在不同溫度下結垢量實驗數據

3.4 壓力對結垢影響理論預測研究

為了考察壓力對結垢量的影響，實驗在75℃下，將注入水與地層水按9：1的比例混合，在2 MPa、4 MPa、6 MPa、8 MPa、10 MPa、12 MPa下預測結垢量及變化規律（見表7）。

表7 注入水與地層水混合在不同壓力下結垢預測結果

從預測結果可以看出，隨著壓力的升高，BaSO4和CaCO3的結垢量均呈現出減小趨勢，但減小的幅度不大。當壓力從2 MPa增加到12 MPa的過程中，結垢量從667.33 mg/L減小到600.30 mg/L。可見壓力對結垢量的影響并不大。通過不同壓力下實測其結垢量，實驗數據（見表8）。

表8 注入水與地層水混合在不同壓力下結垢量實驗數據

圖3 注入水與地層水混合在不同壓力下結垢量實驗曲線

從圖3可以看出，壓力對其結垢量有一定的影響，當溫度為75℃、注入水與地層水以9：1的比例混合時，壓力從2 MPa上升到10 MPa的過程中，結垢量從667.33 mg/L減小到635 mg/L。這是因為隨著壓力的增大，HCO3-與Ca2+結合生成CaCO3沉淀的反應向相反的方向移動。因此，總結垢量呈現出逐漸減小的趨勢，但與預測結果吻合，影響程度不大。

3.5 pH值對結垢影響理論預測研究

為了考察pH值對結垢量的影響，實驗在溫度為75℃，壓力為大氣壓下，將注入水與地層水按9：1的比例混合，在pH為6、7、8、9、10下預測結垢量及其變化規律（見表9）。

表9 注入水與地層水混合在不同pH值下結垢預測結果

從表9看出，結垢量隨著pH值的升高而逐漸增加。當pH值從6升高到10時，結垢量從531.48 mg/L升高到1 053.23 mg/L，在溶液中形成的BaSO4和CaCO3的溶解度隨著pH值的增加而減小，由于隨著pH值升高，溶液中過剩的OH-與混合水中的Mg2+結合產生難溶的Mg（OH）2沉淀，從而最終使得總結垢量隨pH值的增加逐漸增加。當pH值為10時，混合溶液中產生了氫氧化鎂析出。

通過實測其結垢量，不同pH下結垢量實驗數據（見表10）。

表10 注入水與地層水在不同pH下結垢量實驗數據

表10 注入水與地層水在不同pH下結垢量實驗數據（續表）

圖4 注入水與地層水在不同pH下結垢量實驗曲線

由圖4可知，在一定溫度、壓力下，注入水與地層水按9：1的比例混合時，隨著pH值的增加，結垢量呈現出增大的趨勢。當pH從6增加到10的過程中，其結垢量從581.33 mg/L增加到1 121 mg/L。分析原因為結垢主要產生BaSO4和CaCO3垢，而二者的溶解度均隨著pH值的增加而減小，因此，總結垢量隨pH值的增大而增加。

表11 垢樣X-射線衍射分析結果

3.6 X-射線衍射結果

為進一步確定酒東注入水結垢類型，對垢樣進行X-射線衍射分析，可見地層結垢主要以CaCO3為主（見表11），其原因主要是因為注入水中的HCO3-含量高，而地層水中Ca2+含量高，兩種不相溶的溶液混合后會產生大量的CaCO3垢。

4 阻垢劑優選研究

4.1 阻垢劑種類篩選實驗研究

按照結垢量最大時所對應的混合比例進行研究，對EDTMPS、DTPMPA、PAPE、TH-607B、GY-405五種阻垢劑進行優選（見表12）。

表12 阻垢劑對注入水與地層水混合樣的阻垢效果實驗數據

DTPMPA、TH-607B、GY-405阻垢劑對注入水與地層水混合水樣的阻垢效果均比較好，阻垢率均達到88%以上。因此綜合考慮，選取以上三種阻垢劑進行濃度篩選。

4.2 阻垢劑濃度篩選實驗研究

按照不同阻垢劑濃度進行實驗研究，確定出最佳阻垢劑濃度（見表13，表14，表15）。由表13，表14，表15可知，阻垢劑濃度在120 mg/L時效果最佳，且從阻垢效果和經濟效益兩方面考慮，綜合選擇阻垢劑GY-405阻垢劑。

表13 阻垢劑DTPMPA濃度對注入水與地層水混合水樣的阻垢效果實驗數據

表14 阻垢劑TH-607B濃度對注入水與地層水混合水樣的阻垢效果實驗數據

表15 阻垢劑GY-405濃度對注入水與地層水混合水樣的阻垢效果實驗數據

4.3 阻垢劑與混合水樣的配伍性評價研究

將GY-405阻垢劑進行配伍性實驗研究。按照最佳濃度120 mg/L，觀察實驗現象（見表16）。

表16 阻垢劑與混合水樣配伍性實驗結果

由表16可知，GY-405阻垢劑與酒東油田注入水與地層水混合水樣混合后，溶液均無沉淀產生，配伍性良好。

5 結論

（1）在酒東油田地層結垢中，主要垢型為CaCO3垢，當注入水與地層水以9：1的比例混合時結垢量最大。

（2）在一定的變化范圍內：隨著溫度的增加BaSO4垢減少、CaCO3垢增加；隨著壓力的增加，BaSO4垢減少、CaCO3垢減少；隨著pH的增加，BaSO4、CaCO3垢均增加。

（3）對酒東油田地層優選出阻垢劑GY-405，阻垢劑最佳使用濃度為120 mg/L，阻垢率可達到91.91%。

（4）優選出的阻垢劑最佳使用溫度為75℃。壓力對阻垢劑的阻垢性能影響較小。pH對阻垢劑的阻垢性能影響較大，弱酸性較為適宜。

［1］朱義吾，趙作滋，等.油田開發中的結垢機理及其防治技術［M］.西安：陜西科學技術出版社，1995.

［2］黃海嘯，王鳳春，石杰，趙雄虎.吐哈油田注水堵塞機理實驗研究［J］.大慶石油地質與開發，2005，24（2）：62-63.

［3］路遙，等.油田水結垢問題［J］.油田化學，1995，12（3）：281-286.

［4］舒干，鄧皓，王蓉沙.油氣田防垢技術與應用［J］.油氣地面工程，1996，15（4）：40-43.

［5］朱清泉.油田水有機防垢劑的結構與性能［J］.石油與天然氣工業，1987，16（3）：45-53.

Prediction of water injection scaling and optimization of scale inhibitor in Jiudong oilfield

CHANG Jingxuan，ZHANG Xu，ZHANG Zuopeng，ZHANG Jing
（Oil Production Plant Jiudong of Yumen Oilfield Company，Jiuquan Gansu 735019，China）

Jiudong Yumen oilfield is now taking produced water reinjection as the main way of water flooding.According to the ion type,research on scaling type of produced water was carried out.Through factor analysis,including blending ratio of produced water to formation water,temperature,pH,pressure,CaCO3and BaSO4is the main scale forming compounds and most CaCO3.While the ratio of injection water to formation water equals 9∶1,amount of scale build up gets maximum.The amount of scaling is proportional to pH and temperature and less with pressure.By laboratory experiment,inhibitor GY-405 was selected and the inhibition rate can get 91.91%under the condition of faintly acid with concentration of 120 mg/L.

Jiudong oilfield；injection water；formation water；scale

TE358.5

A

1673-5285（2017）02-0143-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.02.035

2017－01-03